?近年來，東南亞國家經濟快速增長，電力需求高漲，但由于電力基礎設施欠發(fā)達，電力供給缺口較大。與東南亞國家相比，我國電力企業(yè)具有資金的比較優(yōu)勢、先進的開發(fā)水平和豐富的經驗。近年來，電力企業(yè)積極實施“走出去”戰(zhàn)略，取得了良好的投資回報，積累了寶貴的國際化經驗。

A東南亞電力市場供需概況

老撾

根據(jù)美國能源信息署（EIA）數(shù)據(jù)，2016年老撾共發(fā)電297億度，同比增加77%，其中水力發(fā)電179億度，化石能源發(fā)電118億度。同年用電量達到55億度，同比增加15%。從老撾電力供需結構圖中可以看出，2010年以前老撾的發(fā)電及用電規(guī)模一直保持平穩(wěn)，部分時間甚至出現(xiàn)負增長的情況。2010年發(fā)電量開始顯著增長，主要得益于上游水力發(fā)電廠的建設落成?；茉窗l(fā)電則保持穩(wěn)步緩慢增長的態(tài)勢。

值得注意的是，根據(jù)消費數(shù)據(jù)推算可以看出老撾電力存在一定的消費缺口，但這并不表示老撾發(fā)電已經能夠自給自足。由于電網鋪設進度落后，老撾偏遠郊區(qū)人口一直存在用不上電的問題，這一部分用電需求未計入統(tǒng)計口徑當中，進而導致存在需求缺口的“假象”。

老撾全國電網系統(tǒng)分為北部、中部1區(qū)、中部2區(qū)、南部電網四個分區(qū)，包括高壓（500kV、230kV、115kV）、中壓（22kV—35kV）和低壓（0.4kV—12.7kV）三種類型，以115kV線路為主，而500kV輸變電線路總長不到100km，主要供老撾、泰國跨境電網使用。

截至2016年年底，230kV線路總長1371km，115kV線路總長5257km，35kV及以下線路總長45164km。老撾的輸電網絡還未實現(xiàn)全國覆蓋，輸配電網絡目前僅覆蓋了92.39%的家庭，四個分區(qū)也尚未實現(xiàn)高壓等級的主干網連通，部分農村和偏遠山區(qū)仍無電力供應，需要從泰國、越南和中國進口電力。電網輸送可靠性方面，老撾電網單回路和單環(huán)結構較多，電源中心和負荷中心之間送電距離長，導致供電電能損耗大、可靠性低。老撾電網線損率處于持續(xù)攀升狀態(tài)，截至2016年年底線損率達到13.41%，電網升級改造亟待推進。

我國向老撾出口電力規(guī)模呈現(xiàn)逐年下降的特征，根據(jù)我國海關總署統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2015年我國向老撾出口2.5億度電，至2018年下降至0.24億度電，降幅達90%。

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圖為我國向老撾電力出口規(guī)模

緬甸

根據(jù)EIA數(shù)據(jù)，2016年緬甸共發(fā)電173億度，同比增加17%，其中水力發(fā)電96億度，化石能源發(fā)電76億度。與老撾的發(fā)電結構相似，水力與化石能源是緬甸的主要發(fā)電方式。從緬甸電力供需結構圖中可以看出，2000年以來緬甸發(fā)電規(guī)模持續(xù)擴大，2010年后增速上移，主要是受到化石能源發(fā)電容量增加影響。

緬甸的全國輸電網由230kV、132kV、66kV的傳輸線路組成。大部分線路從北向南部署，連接北部的水電資源和南部的核心區(qū)域，尤其是仰光地區(qū)。目前，一條在雙邊協(xié)作項目（塞爾維亞、韓國、日本）支持下的500kV（454千米）的線路正在建設中。緬甸的配電網絡由33kV、11kV和6.6kV的線路及設施組成?；诩夹g和非技術原因，傳輸配電損失約為20%（2003年為30%），為了減小這一損失，緬甸目前計劃逐步淘汰6.6kV的配電線路，建設以11kV為主的配電線路，并擴展33kV線路的覆蓋。隨著電網升級工作逐步推進，緬甸用電規(guī)模增速有所擴大，2011—2016年平均增速達14.6%。

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圖為緬甸電力供需結構

與老撾相反，我國向緬甸出口電力規(guī)模總體處于持續(xù)增加的態(tài)勢。根據(jù)海關總署統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2014年我國向緬甸出口電力1.9億度電，2018年增加至5.1億度，增幅達160%。

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圖為我國向緬甸電力出口規(guī)模

越南

根據(jù)EIA數(shù)據(jù)，2016年越南共發(fā)電1582億度，同比增加6%，其中水力發(fā)電635億度，化石能源發(fā)電944億度。越南電力市場體量遠大于老撾及緬甸，其發(fā)電量是兩國合計的三倍有余，用電量則超過七倍。與老撾、緬甸相似，水力與化石能源是越南的主要電力來源，但從體量上來看，化石能源占比更大。

越南的電力系統(tǒng)與其能源分布和國家地理分布相契合，水力發(fā)電是電源主力之一，遍布北部、中部和南部；燃煤電廠則主要分布在北部。南部從20世紀90年代開始發(fā)展了許多燃氣電廠和少部分燃油電廠，從北到南以1條500kV輸電線相連。自縱貫南北的500kV輸電線工程于1994年完工以后，北部、中部、南部的系統(tǒng)開始聯(lián)網運行。現(xiàn)在，越南電力系統(tǒng)的運作分為3個層次，國家負荷調度中心（NLDC）的下級機構為地區(qū)調度中心（RDC），而RDC的下級機構則為地方負荷調度中心（LDC）。RDC原設在各電力公司，管轄220kV和110kV系統(tǒng)。

另外，每個省幾乎都設置LDC，管轄35kV系統(tǒng)。NLDC管轄13家發(fā)電廠和500kV系統(tǒng)，現(xiàn)引進法國制造的SCADA系統(tǒng)用于對43家主要發(fā)電廠、500kV變電站、220kV變電站的遠程監(jiān)控，同時NLDC和各發(fā)電廠及變電站間的通信將用光纖作為干線，用超短波聯(lián)結。目前電網主要包括500kV、220kV、110kV和66kV等級。

由于越南用電需求相對龐大，我國向越南出口電力水平也相對老撾及緬甸更高。與此同時，出口水平近年來亦保持平穩(wěn)，2018年約出口16億度電，與近5年均值相近。

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圖為我國向越南出口電力規(guī)模

B東南亞電力市場定價機制及電價水平分析

老撾

老撾電力市場目前仍缺乏市場機制定價的身影。根據(jù)該國電力法，電價必須在社會經濟條件的基礎上由國家政府制定。同時，國內并未設立獨立的對應管理機構。在保證電價穩(wěn)定以及合理投資回報的前提下，電價結構由能源礦產部和其他部門合作研究，而政府享有各個時期各類電價的決定權。例如，若老撾電力公司（EDL）存在調整電價的需求，必須向能源礦產部提交電價提案，再交由老撾政府審議，獲得批準后電價方可調整。由此可見，老撾電力定價并非市場供需體現(xiàn)的結果，而是政府主導使然。因此，老撾電價波動的頻率也相對較低。

根據(jù)EDL統(tǒng)計，2018年老撾平均居民消費電價為724基普每度電，等同于8.59美分每度電，在全球電價范圍當中處于較低的水平。但值得注意的是，以本幣貨幣衡量的電價實際上處于持續(xù)攀升的狀態(tài)，美幣定價之所以在2016年出現(xiàn)回落是由于該國貨幣匯率加速貶值的緣故。

緬甸

緬甸電力定價以政府為主導。在相關原則、法規(guī)的指導下，由政府決定供應端及消費端電價，且供應端每次提出修改電價的訴求都需要向政府提交相關材料。根據(jù)緬甸電力能源部提供的法規(guī)文件，發(fā)電方上網電價會由相關政府部門基于以下幾個方面制定：與終端用戶需求合理匹配，覆蓋發(fā)電相關成本；投資回報率與類似項目相近；長短期邊際成本；配電及相關成本；實際電力消耗；在政策框架下，政府將鼓勵偏遠地區(qū)電力供應。由此可見，緬甸政府享有電力價格的最終決定權。

根據(jù)緬甸電力能源部的數(shù)據(jù)，緬甸每度電的平均生產成本約在110緬元至115緬元，而電費標準為家用電一度35緬元至50緬元；商業(yè)用電一度75緬元至150緬元。由于收費與成本不匹配，政府只能通過發(fā)放補貼的形式降低居民用電價格，故政府發(fā)電業(yè)務每年虧損，2016—2017財年虧損約4220億緬元，2017—2018財年虧損6000億緬元。因此，2019年7月1日起按照重新調整的電費標準進行收費。

越南

越南電力市場處于去監(jiān)管的階段。2006年，根據(jù)決議案26/2006/QD-TTg，越南政府開始推進建設市場化電力系統(tǒng)，并落實電力市場改革規(guī)劃，以提高電力市場的競爭性與透明度。根據(jù)該規(guī)劃，越南計劃分三個階段完成電力系統(tǒng)市場化建設：階段一（2005—2014年），建立競爭性發(fā)電市場（VCGM），上游發(fā)電商允許以市場化價格向越南電力公司（下稱EVN）銷售電力，EVN是市場中唯一買方；階段二（2015—2022年），建立電力批發(fā)市場（VWEM），發(fā)電商與配電商允許進入市場，EVN不再是唯一買方；階段三（2022年后），建立電力零售市場（VREM），發(fā)電商、配電商、零售消費者均可參與。直至2018年，越南電力市場方完成階段一向階段二的過渡。因此，電力市場化建設的實際執(zhí)行進度落后于原規(guī)劃。

通常情況下，發(fā)電能力超過30兆瓦的發(fā)電站都要求參與VCGM，同時與EVN簽署售電合約。換而言之，EVN仍是越南電力市場中具有重要影響力的參與者，發(fā)電商在滿足合約供電的前提下才能將剩余電力通過VCGM售出。EVN合約價格與VCGM價格存在本質區(qū)別。前者價格通常每月調整一次，定價一般基于發(fā)電商的固定成本與變動成本以確保價格可以覆蓋人工、原料、折舊、利息等開支。后者價格采取Capacity?Price+Market?Price的定價機制，Capacity?Price由越南電力監(jiān)管局制定，Market?Price通過發(fā)電商賣出報價及越南電力監(jiān)管局撮合形成，每小時變動一次。因此，目前越南電力定價機制仍存在政府管制因素，即便在相對市場化的VCGM價格當中，亦可見指導性操作的身影。

我國電價具備一定市場競爭力

根據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，2017年我國平均上網電價在0.38元每度電，其中廣西最低，燃煤和水電上網電價平均0.31元每度電，其次是貴州，燃煤、水電、風電平均上網電價0.42元每度電；隨后是廣東及云南，上網電價均值分別為0.42及0.55元每度電。值得注意的是，云南太陽能發(fā)電廠的上網電價由于可獲補貼而大幅高于其他發(fā)電形式，每度電達1.11元。若剔除太陽能發(fā)電，云南平均上網電價為0.36元每度電。

通過對比可以看出，我國發(fā)電企業(yè)在絕對價格上具有一定市場競爭力，這為雙邊或多邊電力貿易打通了第一道橋梁。

C“一帶一路”沿線電力缺口創(chuàng)造投資機遇

“一帶一路”沿線國家豐富的能源資源尚未得到充分開發(fā)，能源和電力發(fā)展還處在相對粗放式的增長階段。隨著未來經濟發(fā)展的不斷加快，沿線很多國家的能源角色將逐步由能源供應者向能源消費者轉變，加快電力基礎設施的建設有助于促進相關國家的社會經濟發(fā)展。其中，東南亞、南亞等國未來電力需求將保持高速增長，是“一帶一路”電力合作的重點區(qū)域。

自然資源保護協(xié)會（NRDC）公布的《“一帶一路”電力綜合資源規(guī)劃研究》顯示，東南亞電力項目以及電網互聯(lián)或成為“一帶一路”政策下的合作重點。隨著經濟快速增長，電力需求高漲，但由于電力基礎設施欠發(fā)達、開發(fā)水平落后，電力供給缺口較大，可用電力與開發(fā)資金短缺?；痣娛钱斍皷|南亞國家主要電力供應來源，如印度尼西亞、馬來西亞、泰國、新加坡等現(xiàn)有火電裝機占本國總裝機的70%以上。結合馬來西亞、印尼、泰國、越南、菲律賓、新加坡、文萊、東帝汶等國能源資源特征，火電在其電力供應中仍將處于主體地位。而地處湄公河流域的柬埔寨、緬甸和老撾，水能資源豐富，且開發(fā)程度較低，后續(xù)將加大水電開發(fā)力度，為配合系統(tǒng)運行，上述國家也將配合開發(fā)部分火電。

在東南亞區(qū)域中，大湄公河次區(qū)域與中國相鄰。次區(qū)域各國中，泰國、越南電力需求較大，其中泰國國內能源資源較為貧瘠，需要大規(guī)模進口電力；越南本國煤炭資源較為豐富，具有大規(guī)模煤電開發(fā)潛力，同時需要進口一定規(guī)模外區(qū)電力。

緬甸、老撾、柬埔寨本國電力需求相對較小，同時能源資源特別是水能資源非常豐富，具有大規(guī)模外送電潛力。考慮到大湄公河次區(qū)域國家能源資源稟賦和電力需求，未來次區(qū)域電力合作的基本思路是開發(fā)次區(qū)域的能源資源特別是水能資源，建設水電、煤電、新能源發(fā)電等電源項目，完善各國電網主網架和配電網，在此基礎上推動次區(qū)域電網的互聯(lián)互通。

《“一帶一路”電力綜合資源規(guī)劃研究》中指出，東南亞電力合作或成為“一帶一路”沿線電力合作規(guī)劃的第一階段（2018—2025年）。其中，與我國接壤的緬甸、老撾及越南亦是我國電力出口的重要對象。